V-18_1
.pdfЗАДАЧА № 1
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЕБИТОВ СКВАЖИН ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ В ИЗОТРОПНОМ ПЛАСТЕ ПРИ ЖЕСТКОМ ВОДОНАПОРНОМ
РЕЖИМЕ
Цель работы
Определить динамику отборов нефти из пласта, эксплуатируемого двумя рядами скважин: одним рядом добывающих и одним - нагнетательных. Построить графики зависимости отборов нефти от времени ее вытеснения. Сопоставить точность результатов расчётов при шаге перемещения фронта в 20 и 100 м. Построить распределение давления в нефте- и водонасыщенной частях залежи для одного произвольно выбранного положения фронта вытеснения. Определить также полное время вытеснения нефти водой.
При выполнении расчетов необходимо:
•принять модель поршневого вытеснения нефти водой;
•учесть гидродинамическое несовершенство добывающих скважин, которые вскрывают пласт на всю толщину и обсажены эксплуатационными колоннами диаметром 6/;. В скважинах перфорировано 70 % разреза. Графики для определения коэффициентов, учитывающих гидродинамическое несовершенство скважин, представлены в приложении 3.
•принять фильтрационные параметры пласта по данным исследования скважины при установившихся режимах.
Исходные данные:
№ |
|
|
1 режим |
|
|
|
|
|
2 режим |
|
|
|
3 режим |
|
|||||||
варианта |
|
|
3 |
|
Рс, МПа |
|
|
3 |
|
|
Рс, МПа |
|
3 |
|
|
|
Рс, МПа |
||||
|
|
Q, м /сут |
|
Q, м /сут |
|
|
Q, м /сут |
|
|||||||||||||
18 |
|
|
41 |
|
6,594 |
|
|
|
46 |
|
|
8,249 |
|
|
50 |
|
|
|
9,706 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
№ |
|
h, м |
а,м |
|
L, м |
2о, |
|
da мм |
l/, |
N |
Цн, |
Р0, |
ГК, м |
|
m, |
X |
Y |
||||
варианта |
|
|
м |
|
см |
мПа-с |
МПа |
|
д.ед. |
||||||||||||
18 |
|
29 |
800 |
|
2700 |
270 |
|
18 |
4 |
406 |
0,7 |
18 |
240 |
|
0,18 |
110 |
48 |
||||
Решение:
Для построения индикаторной диаграммы нам необходимо знать депрессии при установившихся режимах: P Pо Pc
где: Pс - давление на забое скважины, МПа.
Вычислим депрессии и сведем их в таблицу:
P , МПа |
Q , м3/сут |
|
|
8,294 |
41 |
9,751 |
46 |
11,406 |
50 |
Построим индикаторную диаграмму: |
|
|
||
|
|
Индикаторная диаграмма |
|
|
|
|
Q, м3/сут |
|
|
|
0 |
20 |
40 |
60 |
|
0 |
|
|
|
|
2 |
|
|
|
МПа |
4 |
|
|
|
6 |
|
|
|
|
Р, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
∆ |
|
|
|
|
|
8 |
|
|
|
|
10 |
|
|
|
|
12 |
|
|
|
Определим коэффициент продуктивности (по 2-ому режиму): |
||||
К |
|
|
Q |
|
46 |
|
4,72 |
м3 |
5,46 10 11 |
м3 |
. |
прод |
|
|
|
|
|
||||||
|
|
P |
9,751 |
|
сут МПа |
|
с Па |
||||
|
|
|
|
|
|||||||
Для нахождения коэффициента проницаемости k нам необходимо найти сначала
коэффициент C , характеризующий гидродинамическое несовершенство скважины.
Найдем коэффициент C1 , характеризующий гидродинамическое несовершенство скважины по степени вскрытия пласта:
a dh 029,15 193 - формула для определения коэффициента a , где:
d 15cм 0,15м - диаметр скважины;
принимаем ближайшее значение a = 160 (из графика Щурова). h =70% (по условию задачи)
Определяем по графику Щурова : C1 =1,6.
Гидродинамическое несовершенство скважины по характеру вскрытия пласта учитывается коэффициентом С2.
Коэффициент С2 можно определить по графикам В.И. Щурова: l l D 40150 0,27 ,
где l - глубина проникновения пуль в породу.
Кривая на рис. Для определения коэффициента С2 выбирается в соответствии с параметром α по табл.1.
dD0 15018 0,12 ,
где d – диаметр пуль (перфорационных отверстий).
Следовательно, номер кривой – 7.
nD |
406 |
0,15 3 |
29 0,7 |
С2=2.
С= С1+ С2=1,6+2=3,6.
Q |
2 kh |
|
Pк Рс |
- формула Дюпюи для определения дебита. |
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
ln |
rк |
C |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
rс |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отсюда выразим и найдем коэффициент проницаемости k : |
||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
rк |
|
|
|
11 |
|
|
3 |
240 |
|
|||
|
К |
прод |
ln |
|
|
C |
5,46 10 |
|
0,7 |
10 |
|
ln |
|
3,6 |
||||||
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
r |
|
|
|
|
0,075 |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
k |
|
|
|
|
|
c |
|
|
|
|
|
|
|
|
2,45 10 15 м2 |
|||||
|
|
|
|
2 h |
|
|
|
|
|
2 |
3,14 29 |
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
2. Забойное давление в нагнетательной скважине:
Рзабнагн 1 Х Р0 1 1,1 18 37,8МПа
Забойное давление в эксплуатационной скважине:
Рзабэкс 1 Y Р0 1 0,48 18 9,36МПа
Строим расчетную схему залежи нефти, эксплуатационной и нагнетательной скважин. Р0
Рэкспл |
ряд экспл. скв. |
Рнагн |
ряд нагнет. скв. |
3. Определяем дебиты скважин при различных положениях фронта.
Дебит добывающих скважин определяется по формуле:
k L h Р нагн Р экс Q заб заб
в lв н lн Время вытеснения нефти водой определяется по формуле:
|
m |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
2 |
|
t |
|
|
|
|
|
|
|
|
l |
|
l |
|
l |
|
l |
|
|
|
|
|
|
|
l |
|
|
l |
|
|
|
нагн |
экс |
|
|
в |
н |
в |
в |
в0 |
|
н |
в |
в |
|
в0 |
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
k Рзаб |
Рзаб |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
а) Определяем дебит ряда добывающих скважин при шаге перемещения фронта в 20 м при lв=20 м.
Q |
2,45 10 15 |
2700 29 37,8 9,36 106 |
86400 |
832,6м3 / сут |
|
10 3 20 0,7 10 3 780 |
|
||
|
|
|
|
t |
|
|
0,18 |
|
10 3 |
780 20 20 0 |
1 |
0,7 1 10 3 |
|
9 |
|
|
|||||
|
2,45 10 |
37,8 9,36 86400 |
|
|
2 |
|
||
|
|
|
|
|
||||
Занесем результаты расчета в таблицу 1.1
|
Q ряда скв, |
|
lв |
м3/сут |
t, сут |
0 |
841,5 |
0 |
20 |
832,6 |
337 |
40 |
823,9 |
677 |
60 |
815,3 |
1021 |
80 |
806,9 |
1369 |
100 |
798,7 |
1720 |
120 |
790,7 |
2074 |
140 |
782,8 |
2433 |
160 |
775,1 |
2795 |
180 |
767,5 |
3160 |
200 |
760,1 |
3529 |
220 |
752,8 |
3902 |
240 |
745,6 |
4278 |
260 |
738,6 |
4658 |
280 |
731,7 |
5041 |
300 |
725,0 |
5428 |
320 |
718,4 |
5819 |
340 |
711,8 |
6213 |
360 |
705,5 |
6611 |
380 |
699,2 |
7012 |
400 |
693,0 |
7417 |
420 |
686,9 |
7826 |
440 |
681,0 |
8238 |
460 |
675,1 |
8654 |
480 |
669,4 |
9073 |
500 |
663,7 |
9496 |
520 |
658,2 |
9922 |
540 |
652,7 |
10352 |
560 |
647,3 |
10786 |
580 |
642,0 |
11223 |
600 |
636,8 |
11664 |
620 |
631,7 |
12109 |
640 |
626,7 |
12557 |
660 |
621,7 |
13008 |
680 |
616,8 |
13463 |
700 |
612,0 |
13922 |
720 |
607,3 |
14385 |
740 |
602,6 |
14851 |
760 |
598,0 |
15320 |
780 |
593,5 |
15793 |
800 |
589,1 |
16270 |
202 02 337сут
Таблица 1.1
Строим график изменения давления во времени
Q, м3/сут
900,0
800,0
700,0
600,0
500,0
400,0
300,0
200,0
100,0
0,0
0 |
5000 |
10000 |
15000 |
20000 |
|
|
t, сут |
|
|
Qскв,м3/сут
б) Определяем дебиты скважин при шаге перемещения фронта в 100 м.
Q |
2,45 10 15 2700 29 37,8 9,36 106 86400 |
798,7м3 |
/ сут |
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
10 3 |
100 0,7 10 3 |
700 |
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
0,18 |
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
t |
|
|
|
|
|
|
10 |
3 |
700 100 100 0 |
|
0,7 |
1 10 3 |
1002 |
0 |
2 |
1720сут |
||
|
|
9 |
|
|
|
|
||||||||||||
|
2,45 10 |
37,8 |
9,36 86400 |
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Занесем результаты расчета в таблицу 1.2
Таблица 1.2
lв |
Qскв,м3/сут |
t, сут |
0 |
841,5 |
0 |
100 |
798,7 |
1720 |
200 |
760,1 |
3529 |
300 |
725,0 |
5428 |
400 |
693,0 |
7417 |
500 |
663,7 |
9496 |
600 |
636,8 |
11664 |
700 |
612,0 |
13922 |
800 |
589,1 |
16270 |
Строим график изменения давления во времени
Q, м3/сут
900,0
800,0
700,0
600,0
500,0
400,0
300,0
200,0
100,0
0,0
0 5000 10000 15000 20000 t, сут
Qскв,м3/сут